Недропользование

Обоснование водонефтяного контакта (ВНК) является важным критерием при подсчете запасов и оценке ресурсов залежи. Основные факторы, учитываемые при расчете объема залежи углеводородов: 1. Структурные поверхности кровли и подошвы пласта. 2. Распределение эффективных толщин по всей мощности изучаемого пласта. 3. Положение флюидального контакта. Если первые два фактора принять как константы, то правильно обоснованный уровень ВНК контролирует объем залежи и распределение нефтенасыщенных толщин в пласте. Определение положения водонефтяного контакта связано с рядом сложностей, в основном с ограниченным количеством исходных данных. В работе выполнен региональный прогноз положения ВНК. Объектом исследования принят Башкирский свод (его северное окончание в пределах Пермского края), который представляет собой крупный тектонический элемент с высокой степенью изученности. Накопленный объем данных позволил выполнить их обобщение по залежам встречающихся нефтегазоносных комплексов и провести анализ ресурсной базы. При выполнении анализа положения ВНК по всем объектам подсчета запасов выявлена высокая степень неопределенности. Статистическая выборка по залежам легла в основу для выявления зональных закономерностей и расчета статистических моделей регионального водонефтяного контакта. Полученные регрессионные уравнения учитывают формационные и тектонические особенности строения Башкирского свода и позволяют осуществлять прогноз положения флюидального контакта для более достоверной оценки ресурсов углеводородного сырья выявленных и подготовленных структур, а также уточнить границы ВНК промышленных залежей с условным подсчетным уровнем, доля которых составляет более 50 %. Полученные уравнения позволят уточнить положения флюидальных контактов, имеющих высокую степень неопределенности, а также станут дополнительной основой для их обоснования в процессе пересчета запасов и оценки ресурсов при открытии месторождений. Это в свою очередь повысит достоверность геологической модели и снизит количество проблем при адаптации гидродинамической модели по истории разработки.

Относительно новым в нефтяной геологии направлением для исследования коллекторских свойств на сегодняшний день является применение метода рентгеновской томографии, в основе которого лежит изучение рентгеноплотностных характеристик горных пород. В данной работе на примере ряда нефтяных месторождений Пермского края представлены результаты изучения возможностей применения рентгеновской томографии при исследованиях петрофизических образцов керна карбонатных коллекторов. С этой целью применялись микрофокусная система рентгеновского контроля с функцией компьютерной томографии Nikon Metrology XT H 225 и программный продукт AvizoFire 7.0. Объектом изучения являлись образцы керна цилиндрической формы диаметром 30 и 10 мм, а также кубы со стороной 5 мм. Результаты исследований методом рентгеновской томографии представляют собой 2D-срезы продольного и поперечного сечения образцов; 3D-модели распределения пустот, уплотнений, начальной нефтенасыщенности; графики распределения пористости и остаточной водонасыщенности по высоте образца; гистограммы диаметров пор в образце. Изучение характера емкостного пространства и распределения уплотнений в образцах позволило провести типизацию керна в зависимости от структуры его емкостного пространства. При анализе результатов оценки пористости для образцов разного диаметра, изготовленных из одного куска керна, установлено, что коэффициент корреляции составляет 0,77 доли ед. Такой относительно невысокий коэффициент объясняется влиянием существенной неоднородности кернового материала даже в пределах одного литотипа. При определении остаточной водонасыщенности протестированы 4 рентгеноконтрастных раствора и установлено, что в крупных пустотах (каверны, трещины, крупные поры) остаточная вода отсутствует, а наилучшие результаты получены для составов NaI и LaCl3·3H2O. Результаты, представленные в данной работе, позволят получать наиболее достоверные 3D-модели распределения емкостного пространства и флюидонасыщенности при последующих рентгентомографических исследованиях карбонатных отложений.

Текущее состояние разработки ряда месторождений Пермского края отличается невысоким текущим коэффициентом нефтеотдачи и исчерпанием потенциала заводнения для продолжения экономически эффективной довыработки остаточных запасов нефти. Для повышения эффективности разработки, увеличения коэффициента нефтеотдачи залежей применяются водогазовые смеси. Учитывая слоисто-неоднородное строение коллекторов и небольшие мощности прослоев, водогазовая смесь может быть экономически эффективно применена для создания значительных по объему потокоотклоняющих барьеров с целью повышения охвата пласта заводнением и, как следствие, увеличения коэффициента извлечения нефти в различных геолого-технологических условиях разработки терригенных и карбонатных коллекторов Пермского края. Одной из разновидностей газовых методов воздействия на пласт является закачка водогазовой смеси c недиспергированной или диспергированной газовой фазой. В результате применения этих смесей происходит повышение насыщенности газом промытых зон пласта, что снижает их фазовую проницаемость и перераспределяет потоки вытесняющих агентов как по толщине, так и по площади. Рассмотрено применение водогазовой смеси c недиспергированной и диспергированной газовой фазой для довытеснения нефти из терригенной и карбонатной двухслойных керновых моделей пласта. Каждая двухслойная модель состояла из двух параллельно расположенных керновых моделей, моделирующих низкопроницаемый и высокопроницаемый пропластки. Результаты выполненных исследований свидетельствуют об эффективности применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи в карбонатных и терригенных коллекторах. Водогазовые смеси показали также свою эффективность для перераспределения потоков в слоисто-неоднородных пластах. Использование недиспергированной и диспергированной водогазовой смеси приводит к увеличению коэффициента вытеснения как низкопроницаемой, так и высокопроницаемой моделей, при этом применение диспергированной водогазовой смеси приводит к более высоким значениям коэффициента вытеснения и более существенному перераспределению потоков. Сравнение результатов применения водогазовых смесей в терригенной и карбонатной моделях показало: применение диспергированной водогазовой смеси с целью увеличения коэффициента вытеснения одинаково эффективно при закачке как в терригенные, так и в карбонатные коллекторы; применение недиспергированной водогазовой смеси более эффективно в карбонатном коллекторе.

Ножовская группа нефтяных месторождений находится на юге Пермского края. Основными осложняющими факторами при разработке этих месторождений являются низкая проницаемость продуктивных пластов, низкие пластовые температуры, высокая обводненность скважинной продукции, высоковязкая нефть с высоким содержанием парафинов, серы и неуглеводородных компонентов. Анализ осложненного фонда скважин, составляющего 67 % действующего фонда, показывает, что основными причинами осложнений являются асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО) и высоковязкие водонефтяные эмульсии, которые влекут за собой преждевременный выход из строя глубинно-насосного оборудования, снижение продуктивности скважин, сокращение межочистного и межремонтного периодов. В статье проведен анализ охвата осложненного АСПО фонда скважин используемыми на практике технологиями, предупреждающими образование отложений. Эффективным методом предупреждения образования АСПО является дозирование ингибиторов парафиноотложений на забой скважины. Результатами исследований проб нефти и АСПО Ножовской группы месторождений установлено, что нефть является тяжелой, высоковязкой. АСПО относится к асфальтеновому типу. Оценка эффективности применения ингибиторов проводилась с использованием статистических критериев принятия решений. По результатам проведенного анализа выявлено, что эффективными ингибиторами АСПО на месторождениях Ножовской группы являются различные составы марки СНПХ. К недостаткам применяемой технологии следует отнести отсутствие универсального ингибитора АСПО для нефти Ножовской группы месторождений, высокий удельный расход ингибиторов, постоянно изменяющиеся свойства добываемой жидкости, которые требуют постоянной корректировки использующихся ингибиторов. С целью снижения затрат на ингибиторную защиту скважин от АСПО целесообразными являются подбор новых ингибирующих композиций с деэмульгирующими свойствами и опытно-промысловые испытания нетрадиционных технологий их использования путем закачки на забой скважин и в призабойной зоне пласта.

Газодинамические явления в виде внезапных отжимов призабойной части пород происходят при ведении подготовительных и очистных горных работ в условиях Верхнекамского и Старобинского месторождений калийных солей. Внезапные отжимы призабойной части пород происходят из груди забоя интенсивностью не более единиц тонн, но совершаемая ими работа угрожает жизни шахтеров и вызывает разрушение отдельных конструктивных элементов дорогостоящих проходческо-очистных комбайнов. В настоящее время оборудование проходческо-очистных комбайнов щитами ограждения не дает эффекта защиты персонала от поражающих факторов газодинамических явлений данного вида. В работе приводятся результаты геомеханического обоснования применения вогнуто-плоской формы забоя горной выработки для управления внезапными отжимами призабойной части пород при проходке подготовительных и очистных горных выработок. Пространственное моделирование напряженно-деформированного состояния соляного породного массива в окрестности забоя горной выработки проводилось на основе метода граничных элементов в линейно-упругой постановке. Для решения задачи о напряженно-деформированном состоянии кусочно-однородной упругой среды непрямым методом граничных элементов применялась итерационная схема для граничных и двойных (контактных) элементов на основе метода Зейделя с использованием кусочно-линейной аппроксимации на треугольных элементах. При использовании геомеханической модели линейно деформируемого массива применялся метод суперпозиции решений. При этом расчетная схема расчленяется на две части: расчетная схема для нетронутого породного массива, нагруженного объемными силами горного давления, и расчетная схема для невесомого породного массива с горной выработкой, контур которой нагружен объемными силами горного давления, действующими в нетронутом массиве и направленными в сторону выработки. При анализе запредельного состояния горных пород в окрестности забоя использовался комплексный критерий Кулона. Геомеханическая оценка проводилась для двух форм забоя - плоской и вогнуто-плоской. Установлено, что вогнуто-плоская форма забоя по сравнению с плоской обеспечивает более устойчивое состояние соляного породного массива впереди забоя за счет существенного снижения уровня действующих в массиве напряжений и деформаций.